Приобское нефтяное месторождение

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Приобского месторождения. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота

112 м.

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге . Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км.

Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС10/0, в

пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-

2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота

91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018 км2 ), минимальную (10 км2 )- залежь в пласте АС10/1.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 1.1 - Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Нефти пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана,

отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%,

тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые,

малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до

350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.

Условия сепарации следующие:

ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10_С;

ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;

ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;

ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2. Технико-технологический раздел

Причины загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП)

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией -

снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико - химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок,

набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства,

образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглащается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа,

парафина и асфальто - смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

пласта отмечается в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, излом,

нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастает сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Назначение и виды кислотных обработок месторождение пласт призабойный обработка

2.2.1 Солянокислотная ванна (СКВ)

Назначение и состав.

СКВ предназначается для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважин от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии,

кальциевых отложений пластовых вод на поверхности НКТ, очистки забоя и интервала вскрытия после ремонтных работ и освобождения прихваченного оборудования.

СКВ является первым обязательным видом кислотного воздействия для скважин, сдаваемых из бурения, и проводятся в процессе первичного освоения скважин в период ввода их в эксплуатацию.

До производства кислотных ванн в таких скважинах кислотная обработка с задавливанием кислоты в пласт не должна производится, так как растворенные загрязняющие материалы способны вновь выпасть в осадок после нейтрализации кислоты породой, и тем самым ухудшить проницаемость пор в ПЗП.

СКВ может входить в комплекс обязательных подготовительных работ при проведении более сложных кислотных обработок.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Перед производством кислотной ванны следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя и максимально разрушить цементную корку( в случае её присутствия) механическим путем.

В случае наличия на забое битумных отложений, образовавшихся в результате применения буровых растворов на нефтяной основе, после обычной механической очистки следует промыть забой одним из растворителей - нефрасом, газовым бензином, средним дистиллятом и др.

Возможна промывка горячей нефтью.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему колонны

(открытого ствола) от кровли обрабатываемого интервала пласта до забоя.

Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концентрации.

Скважины с открытым стволом следует обрабатывать кислотными растворами с концентрацией НСl до 20 %, а обсаженные скважины -

раствором с концентрацией НСl до 15 %.

Кислотный раствор должен в обязательном порядке содержать все необходимые добавки:

Ингибитор коррозии для предотвращения коррозионного воздействия на скважинное оборудование.

Уксусную кислоту -3% для предупреждения выпадения объемистого осадка гидрата окиси железа.

При наличии значительных глинистых корок, допустимо использование в кислотной ванне плавиковой кислоты с концентрацией 1-

3%. При этом необходимо помнить, что:

Плавиковая кислота реагирует с жидкостью глушения на основе хлористого кальция и хлористого натрия и в случае применения этих ЖГ,

воздействие плавиковой кислоты на глинистую корку будет минимальнымНеобходимо обеспечить невозможность поступления в пласт

продуктов реакции плавиковой кислоты с глинами.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течении всего периода реагирования должен находится только в интервале обработки, т.е.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

он не должен выходить из зоны реагирования вверх - в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из НКТ, ни уходить в пласт за счет поглощения призабойной зоной.

Поскольку для СКВ используют достаточно концентрированный раствор кислоты с высокой плотностью, возможно оседание его в скважинной жидкости, если её плотность ниже. В случае, если жидкость глушения имеет плотность выше плотности кислоты, необходимо перед проведением СКВ провести замену жидкости в скважине на более легкую, а

если такая замена нежелательна по соображениям безопасности, обработка производится с установкой пакера. Плотность используемой жидкости должна обеспечивать невозможность продавливания кислотного состава в пласт, т.е. должна соответствовать пластовому давлению.

Одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной является способ искусственного кавернообразования путем проведения многократных кислотных ванн.

Время реакции. Из-за ограниченной реакционной площади контакта,

реакция взаимодействия кислоты с отложениями проходит сравнительно медленно. Раствор кислоты выдерживается в интервале обработки в течении

12 часов.

Время реакции указывается с учетом наличия в кислоте ингибитора коррозии металла. Точный срок устанавливается для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности состава после различных сроков выдерживания на забое. При СКВ предпочтительна полная нейтрализация кислотного состава.

Продукты реакции следует удалить однократной обратной промывкой жидкостью глушения с допуском НКТ до забоя скважины. Если объем осадка предполагается большим и кислота только разрыхлила отложения, для гарантированного отмыва в промывочную жидкость добавить ПАВ c

концентрацией:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 2.1

Наличие ПАВ позволит эффективно удалить остатки коррозионно опасного кислотного состава с поверхности металла.

Для месторождений с низким пластовым давлением для исключения проникновения промывочной жидкости в пласт предпочтительнее произвести очистку забоя скважины от образовавшегося шлама гидрожелонкой или методом управляемых депрессий.

Приобское месторождение представлено низкопроницаемыми (5-100

мД), сильно заглинизированными коллекторами Б-11; Б-12. Проницаемость ПЗП существенно снижается в процессе бурения или глушения скважины при капитальном ремонте. В условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды), остаточной нефти (при закачке подтоварной воды).

В последнее время не производится защита водоводов от процессов коррозии, благодаря чему закачиваемая в пласт вода насыщается окислами железа. В результате в ПЗП как в фильтре откладывается значительное количество загрязнителей.

Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок. Наиболее простой (и

недорогой) способобработка кислотой.

Солянокислотная обработка (СКО) скелета породы Взаимодействие соляной кислоты с породообразующими элементами.

Основным обьектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы - известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

следующие основные реакции:

при воздействии на известняк

2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2 (2.1)

при воздействии на доломит

4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2 (2.2)

Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCl2) - хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO2) при пластовом давлении растворяется в воде. При обработке соляной кислотой нагнетательной скважины, продукты реакции можно не удалять из скважины, а продавливать в удаленные зоны пласта.

Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с удельным расходом, зависящим от количества проведенных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м3/м, для скважин, обработанных неоднократно, удельный расход должен составлять до 1,5м3/м.

Ретроспективный анализ, проведенный в 2000-2001 году УфЮНИПИ показал постепенное снижение эффективности кислотных обработок на месторождениях акционерного общества. Проведенные исследования состояния ПЗП скважин указывают на то, что глубина повреждения пласта

(глубина измененной проницаемости пласта) значительно превышает принятые в расчетах. Рекомендуемый в инструкциях Главтюменьнефтегаза СТО 51.00.026-86 объем удельного расхода реагента 1м3 на 1 метр перфорации означает проникновение кислотного состава на глубину 1,2-1,4

метра. Установленная глубина повреждения пласта во многих случаях превышает 3-5 метров.

Необходимый объем кислотного состава для каждой скважины

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

рассчитывается индивидуально. Существует несколько вариантов подхода к расчету объема в зависимости от того, какие цели мы ставим перед обработкой:

Если целью обработки является удаление карбонатного материала терригенной породы с целью увеличения проницаемости ПЗП, расчет ведется с учетом количества карбонатного материала в объеме породы, образующей ПЗП.

=a*5.43*п*(R2-r2)*b (2.3)

где V - необходимый объем кислотного раствора

а - коэффициент содержание карбонатного материала в породе для условий ОАО "ЮНГ" при содержании карбонатов 2-4% а=0,02 - 0,04.

,43 - из уравнения реакции растворения СаСО3 следует, что для растворения 1тн СаСО3 требуется 5,43м3 12% раствора соляной кислоты.

b- плотность породы в тн/м3.

Поскольку большая часть месторождений ОАО "ЮНГ" находится в заключительной стадии разработки, скважины неоднократно подвергались кислотному воздействию, говорить о первичном содержании карбонатов в породе не приходится. Целью обработки является удаление кальматирующего вещества. Основная роль в расчетах отводится глубине кальматации (повреждения) пласта. Объем кислоты должен обеспечить проникновение её на всю глубину поврежденной зоны.

Для увеличения эффективности солянокислотной обработки для расчета необходимо получить сведения о глубине повреждения пласта путем проведения исследований, снятия кривых восстановления давления или уровня.